RU2746846C2 - Enhanced steam extraction of bitumen from oil-bearing sands - Google Patents
Enhanced steam extraction of bitumen from oil-bearing sands Download PDFInfo
- Publication number
- RU2746846C2 RU2746846C2 RU2018143890A RU2018143890A RU2746846C2 RU 2746846 C2 RU2746846 C2 RU 2746846C2 RU 2018143890 A RU2018143890 A RU 2018143890A RU 2018143890 A RU2018143890 A RU 2018143890A RU 2746846 C2 RU2746846 C2 RU 2746846C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ethylene oxide
- bitumen
- oil
- steam
- terminated
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 17
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 37
- -1 2-methyl-1-pentyl Chemical group 0.000 claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 14
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims abstract description 7
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 claims abstract description 4
- 125000003136 n-heptyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 4
- 125000001280 n-hexyl group Chemical group C(CCCCC)* 0.000 claims abstract description 4
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 32
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- BTIMJGKRHNTHIU-UHFFFAOYSA-N 1-(2-ethylhexoxy)propan-2-ol Chemical compound CCCCC(CC)COCC(C)O BTIMJGKRHNTHIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BWPAALSUQKGDBR-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxypropan-2-ol Chemical compound CCCCCCOCC(C)O BWPAALSUQKGDBR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 71
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 21
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 17
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 10
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 6
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 6
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 6
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 6
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PWRRZALULPEHOC-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(2-methylpentoxy)pentane Chemical group CCCC(C)COCC(C)CCC PWRRZALULPEHOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- NKJOXAZJBOMXID-UHFFFAOYSA-N 1,1'-Oxybisoctane Chemical group CCCCCCCCOCCCCCCCC NKJOXAZJBOMXID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-ol Chemical class CCCCOCC(C)O RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyhexane Chemical group CCCCCCOCCCCCC BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- LNZBSVNIMBHSAG-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-2-(methylamino)hexan-1-one Chemical compound CCCCC(NC)C(=O)c1ccc2OCOc2c1 LNZBSVNIMBHSAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 2
- 125000006165 cyclic alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 2
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- YTZKOQUCBOVLHL-UHFFFAOYSA-N tert-butylbenzene Chemical compound CC(C)(C)C1=CC=CC=C1 YTZKOQUCBOVLHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- QXNPSEBOTQLKNZ-UHFFFAOYSA-N 1-cyclohexyloxypropan-2-ol Chemical class CC(O)COC1CCCCC1 QXNPSEBOTQLKNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UJEGHEMJVNQWOJ-UHFFFAOYSA-N 1-heptoxyheptane Chemical group CCCCCCCOCCCCCCC UJEGHEMJVNQWOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AOPDRZXCEAKHHW-UHFFFAOYSA-N 1-pentoxypentane Chemical group CCCCCOCCCCC AOPDRZXCEAKHHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IBLKWZIFZMJLFL-UHFFFAOYSA-N 1-phenoxypropan-2-ol Chemical class CC(O)COC1=CC=CC=C1 IBLKWZIFZMJLFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQGCSCJWVDPFHX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyclohexyloxypropoxy)propan-1-ol Chemical class OCC(C)OCC(C)OC1CCCCC1 ZQGCSCJWVDPFHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDSQBDGCMUXRBM-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical class CCCCOC(C)COC(C)COC(C)CO JDSQBDGCMUXRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JKJRAMLYRLVDGQ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-cyclohexyloxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical class OCC(C)OCC(C)OCC(C)OC1CCCCC1 JKJRAMLYRLVDGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 3-(2-ethylhexoxymethyl)heptane Chemical compound CCCCC(CC)COCC(CC)CCCC YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000010797 Vapor Assisted Petroleum Extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical group C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000010734 process oil Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
- C10G1/047—Hot water or cold water extraction processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C41/00—Methods of underground or surface mining; Layouts therefor
- E21C41/26—Methods of surface mining; Layouts therefor
- E21C41/31—Methods of surface mining; Layouts therefor for oil-bearing deposits
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnology area
Данное изобретение относится к извлечению битума из нефтеносных песков. Более конкретно, данное изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума из нефтеносных песков посредством открытой разработки или добычи in situ. Улучшением является применение гликолевого эфира, с концевым этиленоксидом в качестве экстракционной добавки в воде и/или паре, используемый в процессе извлечения битума.This invention relates to the recovery of bitumen from oil sands. More specifically, this invention is an improved method for recovering bitumen from oil sands by open pit or in situ mining. An improvement is the use of glycol ether, with terminal ethylene oxide as an extraction aid in water and / or steam, used in the bitumen recovery process.
Уровень техникиState of the art
Месторождения нефтеносных песков найдены по всему миру, но больше всего в Канаде, Венесуэле и Соединенных Штатах Америки. Эти нефтеносные пески содержат значительные запасы тяжелой нефти, обычно называемой битумом. Битум из таких нефтеносных песков можно добывать и перерабатывать в синтетическое масло или непосредственно в нефтепродукты. Трудность, связанная с битумом, заключается в том, что он обычно очень вязкий, иногда до такой степени, что он является скорее твердым, чем жидким. Таким образом, битум обычно не течет, как менее вязкая или более легкая сырая нефть.Oil sands deposits are found all over the world, but most of all in Canada, Venezuela and the United States of America. These oil sands contain significant reserves of heavy oil commonly referred to as bitumen. The bitumen from these oil sands can be mined and processed into synthetic oil or directly into petroleum products. The difficulty with bitumen is that it is usually very viscous, sometimes to the point that it is solid rather than liquid. Thus, bitumen does not usually flow like a less viscous or lighter crude oil.
Вследствие вязкой природы битума его нельзя добывать из скважины, пробуренной в нефтеносных песках, как в случае с более легкой сырой нефтью. Это связано с тем, что битум просто не течет без предварительного нагрева, разбавления и/или улучшения свойств. Поскольку обычная практика бурения нефтяных скважин не подходит для получения битума, в течение нескольких десятилетий было разработано несколько способов извлечения и переработки нефтеносных песков для удаления битума. Для шельфовых месторождений нефтеносных песков типичный способ включает поверхностную разработку или добычу, с последующей обработкой нефтеносных песков для удаления битума.Due to the viscous nature of bitumen, it cannot be produced from a well drilled in oil sands as is the case with lighter crude oils. This is because bitumen simply does not flow without preheating, diluting and / or improving properties. Since the common practice of oil drilling is not suitable for producing bitumen, several methods have been developed over several decades to extract and process oil sands to remove bitumen. For offshore oil sands, a typical process involves surface mining or production, followed by processing the oil sands to remove bitumen.
Способы поверхностной разработки нашли наиболее широкое развитие на месторождении Атабаска в Канаде. В указанных процессах нефтеносные пески добывают, обычно посредством вскрышных работ или добычи открытым способом с помощью канатно-скребковых экскаваторов, ковшовых экскаваторов и в последнее время с помощью траншейных экскаваторов и грузовиков. Затем нефтеносные пески транспортируют на промышленную установку для переработки и удаления битума из песков. Такие процессы обычно включают применение некоторого типа растворителя, чаще всего воды или пара, хотя используют и другие растворители, такие как углеводородные растворители.Surface mining methods are most widely developed in the Athabasca field in Canada. In these processes, oil sands are mined, usually by stripping or open pit mining with rope scraper shovels, bucket shovels, and more recently, trench shovels and trucks. The oil sands are then transported to an industrial plant for processing and removing bitumen from the sands. Such processes usually involve the use of some type of solvent, most often water or steam, although other solvents such as hydrocarbon solvents are also used.
После экскаваторных работ на месторождении Атабаска обычно используют способ экстракции с применением горячей воды, в котором нефтеносные пески смешивают с водой при температурах от около 35°С до 75°С, при этом последние усовершенствования позволяют снизить необходимую температуру нижней части диапазона. С нефтеносными песками можно смешивать экстрагирующий агент, такой как гидроксид натрия (NaOH), поверхностно-активные вещества и/или воздух.After excavating the Athabasca field, a hot water extraction process is commonly used in which oil sands are mixed with water at temperatures from about 35 ° C to 75 ° C, with recent improvements reducing the required low end temperature. An extraction agent such as sodium hydroxide (NaOH), surfactants and / or air can be mixed with the oil sands.
Воду добавляют в нефтеносные пески для создания суспензии нефтеносных песков, в которую можно добавлять добавки, такие как NaOH, и которую затем подают в экстракционную установку, как правило, по трубопроводу. Внутри разделительной емкости суспензию перемешивают, и вода и NaOH обеспечивают высвобождение битума из нефтеносных песков. Воздух, захваченный водой, и NaOH прикрепляются к битуму, в результате чего он всплывает на поверхность шламовой смеси и образует пену. Битумную пену дополнительно обрабатывают для удаления остаточной воды и мелких частиц, которые обычно представляют собой небольшие частицы песка и глины. Затем битум либо хранят для дальнейшей переработки, либо сразу перерабатывают химическими способами или смешивают с более легкими нефтепродуктами, и транспортируют по трубопроводу для переработки в синтетическую сырую нефть. К сожалению, такой способ нельзя использовать для более глубоких пластов битуминозного песка. Необходимы технологии in situ для добычи нефти из более глубоких пластов при эксплуатации скважины. По оценкам, около 80 процентов битуминозных песков Альберты и почти все венесуэльские битуминозные пески находятся слишком далеко от поверхности, чтобы осуществлять добычу открытым способом.Water is added to the oil sands to create an oil sands slurry, to which additives such as NaOH can be added, and which is then fed to the extraction unit, usually via a pipeline. Inside the separation vessel, the slurry is agitated and water and NaOH release the bitumen from the oil sands. Air entrained in water and NaOH attach to the bitumen, causing it to float to the surface of the slurry mixture and form a foam. The bituminous foam is further processed to remove residual water and fines, which are usually small particles of sand and clay. The bitumen is then either stored for further processing, or directly chemically processed or mixed with lighter petroleum products and transported through a pipeline to be processed into synthetic crude oil. Unfortunately, this method cannot be used for deeper tar sands. In situ technologies are needed to extract oil from deeper formations during well operation. It is estimated that about 80 percent of Alberta's tar sands and nearly all Venezuelan tar sands are too far from the surface for open pit mining.
При эксплуатации скважины, упоминаемой как добыча in situ, циклическая паровая стимуляция (CSS) является обычным «пароциклическим» способом in situ, в процессе которого пар закачивают в ствол скважины при температуре от 250°С до 400°C. Пар поднимается и нагревает битум, уменьшая его вязкость. Скважину оставляют в бездействии на несколько дней или недель, а затем выкачивают горячую нефть, смешанную с конденсированным паром, в течение нескольких недель или месяцев. Затем процесс повторяют. К сожалению, для «пароциклического» способа необходимо останавливать работу площадки на несколько недель для обеспечения возможности накопления нефти, пригодной для перекачивания. Помимо высокой стоимости закачивания пара, способ CSS обычно обеспечивает добычу 20-25 процентов доступной нефти.In a well operation referred to as in situ production, Cyclic Steam Stimulation (CSS) is a common "steam cyclic" in situ method in which steam is injected into the wellbore at temperatures between 250 ° C and 400 ° C. The steam rises and heats the bitumen, reducing its viscosity. The well is left dormant for several days or weeks and then hot oil mixed with condensed steam is pumped out for several weeks or months. Then the process is repeated. Unfortunately, for the "cyclic steam" method, it is necessary to shut down the site for several weeks to allow the accumulation of oil suitable for pumping. In addition to the high cost of steam injection, the CSS process typically produces 20-25 percent of the available oil.
Гравитационный дренаж с применением пара (SAGD) представляет собой другой in situ способ, при котором бурят две горизонтальные скважины в битуминозных песках, одну на дне пласта, а другую - на пять метров над ней. Скважины бурят группами от центрального куста скважин. Такие скважины могут простираться на несколько миль во всех направлениях. Пар закачивают в верхнюю скважину, в результате чего битум плавится, а затем стекает в нижнюю скважину. Затем полученное жидкое масло, смешанное с конденсированным паром, выкачивают на поверхность. Типичная степень извлечения доступной нефти составляет от 40 до 60 процентов.Steam assisted gravity drainage (SAGD) is another in situ technique in which two horizontal wells are drilled in tar sands, one at the bottom of the formation and the other five meters above it. Wells are drilled in groups from the central well cluster. Such wells can extend for miles in all directions. Steam is pumped into the upper well, whereby the bitumen melts and then flows into the lower well. Then the resulting liquid oil mixed with condensed steam is pumped to the surface. The typical recovery of available oil is 40 to 60 percent.
Вышеуказанные методы сопряжены с множеством проблем, связанных с окружающей средой и безопасностью. Например, использование больших количеств пара является энергоемким и требует обработки и удаления большого количества воды. В настоящее время при добыче и переработке битуминозных песков на каждый баррель добываемой нефти необходимо несколько баррелей воды. Вскрышная добыча и дальнейшая переработка приводит к неполной очистке песка, что требует дальнейшей обработки, прежде чем его можно будет возвратить в окружающую среду. Кроме того, использование большого количества каустической соды в добыче открытым способом не только представляет угрозу для безопасности процесса, но также способствует образованию мелких частиц глины в хвостах, удаление которых является серьезной экологической проблемой.The above methods are fraught with many environmental and safety concerns. For example, using large quantities of steam is energy intensive and requires large amounts of water to be treated and removed. Currently, tar sands production and processing requires several barrels of water for every barrel of oil produced. Overburden mining and further processing results in incomplete sand cleaning, which requires further processing before it can be returned to the environment. In addition, the use of large amounts of caustic soda in open pit mining not only poses a safety risk, but also contributes to the formation of fine clay particles in tailings, the disposal of which is a serious environmental problem.
Таким образом, сохраняется потребность в эффективных, безопасных и экономически эффективных способах улучшения извлечения битума из нефтеносных песков.Thus, there remains a need for effective, safe and cost effective methods to improve the recovery of bitumen from oil sands.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
Данное изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума, включающий стадию обработки нефтеносных песков гликолевым эфиром с концевым этиленоксидом, причем такую обработку используют в отношении нефтеносных песков, добытых открытым способом, или in situ добыче нефтеносных песков в подземном пласте.The present invention is an improved bitumen recovery method comprising the step of treating oil sands with ethylene oxide-terminated glycol ether, such treatment being used on open pit oil sands or in situ production of oil sands in a subterranean formation.
В одном варианте реализации способа извлечения битума, описанного выше, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом описывается структуройIn one embodiment of the bitumen recovery process described above, an ethylene oxide-terminated glycol ether is described by the structure
RO-(CH2CH(CH3)O)m(C2H4O)nH,RO- (CH 2 CH (CH 3 ) O) m (C 2 H 4 O) n H,
где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, содержащую более 5 атомов углерода, предпочтительно н-бутил, н-пентил, 2-метил-1-пентил, н-гексил, н-гептил, н-октил, 2-этилгексил, 2-пропилгептил, фенил или циклогексил, и m и n независимо равны от 1 до 3, предпочтительно гликолевый эфир с концевым этиленоксидом представляет собой один из или комбинацию следующих: предпочтительно, н-бутиловый эфир пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловый эфир пропиленгликоля с концевым этиленоксидом или 2-этилгексиловый эфир пропиленгликоля с концевым этиленоксидом.where R is a linear, branched, cyclic alkyl, phenyl or alkylphenyl group containing more than 5 carbon atoms, preferably n-butyl, n-pentyl, 2-methyl-1-pentyl, n-hexyl, n-heptyl, n-octyl , 2-ethylhexyl, 2-propylheptyl, phenyl or cyclohexyl, and m and n are independently 1 to 3, preferably the ethylene oxide terminated glycol ether is one of or a combination of the following: preferably ethylene oxide n-butyl propylene glycol ether, n - ethylene oxide-terminated propylene glycol hexyl ether or ethylene oxide-terminated propylene glycol 2-ethylhexyl ether.
В другом варианте реализации данного изобретения способ извлечения битума при открытой разработке месторождения, описанной выше, включает стадии: i) открытую разработку месторождения нефтеносных песков, ii) получение водной суспензии нефтеносных песков, iii) обработку водной суспензии гликолевым эфиром с концевым этиленоксидом, iv) перемешивание обработанной водной суспензии, v) перенос перемешанной обработанной водной суспензии в разделительный бак и vi) отделение битума от водной части, предпочтительно гликолевый эфир с концевым этиленоксидом содержится в водной суспензии в количестве от 0,01 до 10 процентов по массе относительно массы нефтеносных песков. In another embodiment of the present invention, the method of bitumen recovery in open pit mining as described above comprises the steps of: i) open pit mining of oil sands, ii) preparing an aqueous suspension of oil sands, iii) treating the aqueous suspension with ethylene oxide-terminated glycol ether, iv) mixing the treated aqueous slurry, v) transferring the mixed treated aqueous slurry to a separation tank; and vi) separating the bitumen from the aqueous portion, preferably the ethylene oxide terminated glycol ether, is contained in the aqueous slurry in an amount of 0.01 to 10 percent by weight relative to the weight of the oil sands.
В другом варианте реализации данного изобретения способ извлечения битума при in situ добыче, описанный выше, включает стадии: i) обработки подземного месторождения нефтеносных песков посредством закачивания пара, содержащего гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, в скважину; и ii) извлечения битума из скважины, и концентрация гликолевого эфира с концевым этиленоксидом в указанном паре предпочтительно составляет от 100 ppm до 10 процентов по массе.In another embodiment of the present invention, the in situ bitumen recovery method described above comprises the steps of: i) treating a subterranean oil sands deposit by injecting ethylene oxide-terminated glycol ether steam into a well; and ii) recovering bitumen from the well, and the concentration of the ethylene oxide-terminated glycol ether in said vapor is preferably from 100 ppm to 10 percent by weight.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
На фиг. 1 представлен график зависимости добычи нефти от времени для примера способа по данному изобретению и примера способа, не соответствующего данному изобретению.FIG. 1 is a graph showing oil production versus time for an example of a method according to this invention and an example of a method not in accordance with this invention.
Подробное описание вариантов реализации изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF EMBODIMENTS OF THE INVENTION
Добычу битума и/или тяжелой нефти из нефтеносных песков осуществляют, но не ограничивают этим, двумя способами: открытая разработка месторождения или добыча in situ, иногда называемая также добычей из скважины. Нефтеносные пески можно добывать посредством поверхностной разработки или вскрышных работ и можно транспортировать в зону переработки. Подробное описание представлено в статье “Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil Sands”, J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, том 82, август 2004. Основные стадии добычи битума при открытой разработке месторождения включают: экстракция, обработку флотационной пеной, сгущение хвостов флотации и обогащение. Эти стадии взаимосвязаны; операция добычи влияет на экстракцию, и, в свою очередь, экстракция влияет на процесс обогащения.The extraction of bitumen and / or heavy oil from oil sands is carried out, but is not limited to, in two ways: open pit development or in situ production, sometimes also referred to as well production. Oil sands can be mined through surface mining or stripping operations and can be transported to a processing area. A detailed description is provided in the article “Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil Sands”, J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, Volume 82, August 2004. The main stages of bitumen production in open pit mining include: extraction, flotation foam treatment, flotation tailings thickening and beneficiation. These stages are interconnected; the mining operation affects the extraction and, in turn, the extraction affects the beneficiation process.
Как правило, в промышленных операциях по извлечению битума нефтеносный песок добывают в карьере с использованием грузовых автомобилей и траншейных экскаваторов. Добытые нефтеносные пески транспортируют в зону переработки. Стадия экстракции включает дробление кусков нефтеносного песка и смешивание их с (рециркулирующей технологической) водой в смесительных камерах, смесительных баках, циклических питающих устройствах или ротационных дробилках с получением кондиционированной суспензии нефтеносных песков. Кондиционированную суспензию нефтеносных песков подают в гидротранспортные трубопроводы или в грохоты, где происходит разрезание и измельчение кусков нефтеносного песка. Внутри грохотов и/или гидротранспортных трубопроводов происходит извлечение или «высвобождение», или «освобождение» битума из зерен песка. На стадии получения суспензии можно добавлять химические добавки; например, известные в данной области техники химические реагенты представлены в публикации US2008/0139418, полное содержание которой включено в данный документ посредством ссылки. В стандартных операциях рабочая температура суспензии составляет от 35°C до 75°C, предпочтительно от 40°С до 55°С.Typically, in industrial bitumen recovery operations, oil sand is quarried using trucks and trench excavators. The extracted oil sands are transported to the processing area. The extraction step involves crushing the oil sands and mixing them with (recycled process) water in mixing chambers, mixing tanks, cyclic feeders or rotary crushers to produce a conditioned oil sands slurry. The conditioned suspension of oil sands is fed into hydrotransport pipelines or screens, where pieces of oil sand are cut and crushed. Inside the screens and / or hydrotransport pipelines, the extraction or "release" or "release" of bitumen from the sand grains takes place. Chemical additives can be added at the slurry stage; for example, art-known chemical reagents are disclosed in US2008 / 0139418, the entire contents of which are incorporated herein by reference. In standard operations, the operating temperature of the slurry is 35 ° C to 75 ° C, preferably 40 ° C to 55 ° C.
Захваченный или введенный воздух прикрепляется к битуму в грохотах и гидротранспортных трубопроводах, образуя пену. На стадии получения флотационной пены аэрированный битум всплывает, и затем его снимают с поверхности суспензии. Это осуществляют в больших гравитационных сепараторах, обычно называемых первичными сепараторами (PSV), разделительными ячейками (Sep Cell) или первичными разделительными ячейками (PSC). Небольшое количество капель битума (обычно неаэрированного битума), оставшееся в суспензии, дополнительно извлекают, используя принудительную флотацию воздухом в механических флотационных ячейках и в резервуарах для сбора хвостов нефти, или в циклосепараторах и гидроциклонах. Как правило, общая степень извлечения битума в промышленных процессах составляет около 88-95 процентов от первоначального содержания нефти в пласте. Выделенный битум в форме пены обычно содержит 60 процентов битума, 30 процентов воды и 10 процентов твердых веществ.Trapped or injected air attaches to the bitumen in screens and hydrotransport lines to form foam. At the stage of obtaining the flotation foam, the aerated bitumen floats, and then it is removed from the surface of the suspension. This is done in large gravity separators, commonly referred to as primary separators (PSV), separation cells (Sep Cell) or primary separation cells (PSC). The small amount of bitumen droplets (usually unaerated bitumen) remaining in the slurry is additionally recovered using forced air flotation in mechanical flotation cells and tailings collection tanks, or in cycloseparators and hydrocyclones. Typically, the overall recovery of bitumen in industrial processes is about 88-95 percent of the original oil content in the formation. Recovered bitumen in foam form typically contains 60 percent bitumen, 30 percent water, and 10 percent solids.
Затем выделенную битумную пену подвергают деаэрации и разбавляют (смешивают с) растворителями для получения достаточной разницы в плотности воды и битума и для снижения вязкости битума. Разбавление растворителем (например, нафтой или гексаном) облегчает удаление твердых частиц и воды из битумной пены с использованием наклонных пластинчатых отстойников, циклонов и/или центрифуг. При использовании парафинового разбавителя (растворителя) в достаточно высоком отношении разбавителя к битуму происходит частичное осаждение асфальтенов. Это приводит к образованию композитных агрегатов, которые захватывают воду и твердые вещества в разбавленной битумной пене. Таким образом, значительно усиливается гравитационное разделение, что потенциально устраняет необходимость в циклонах или центрифугах.The separated bitumen foam is then deaerated and diluted (mixed with) solvents to obtain a sufficient difference in the density of water and bitumen and to reduce the viscosity of the bitumen. Dilution with a solvent (such as naphtha or hexane) facilitates the removal of solids and water from the bitumen foam using inclined plate clarifiers, cyclones and / or centrifuges. When a paraffinic diluent (solvent) is used in a sufficiently high diluent to bitumen ratio, partial precipitation of asphaltenes occurs. This results in the formation of composite aggregates that trap water and solids in the diluted bitumen foam. Thus, gravity separation is greatly enhanced, potentially eliminating the need for cyclones or centrifuges.
На стадии сгущения хвостов флотации поток хвостов флотации из экстракционной установки подают в хвостохранилище для отделения твердых веществ от жидкости. Осветленную воду возвращают из хвостохранилища обратно в экстракционную установку. Для ускорения обработки хвостов в лежалые мелкие хвосты можно добавлять гипс для скрепления мелких частиц вместе с крупными частицами песка с образованием не расслаивающейся смеси. Такой способ называют процессом получения консолидированных (композитных) хвостов (CT). CT подвергают захоронению геотехническим способом, что увеличивает их дальнейшее обезвоживание и возможную рекультивацию. Необязательно, хвосты из экстракционной установки обрабатывают на циклоне, при этом перелив (мелкие хвосты) перекачивают в загустители, а нижний слив циклона (грубые хвосты) - в хвостохранилище. Мелкие хвосты обрабатывают флокулянтами, затем сгущают и закачивают в хвостохранилище. Кроме того, можно использовать технологию пасты (добавление флокулянтов/полиэлектролитов) или комбинацию технологии CT и технологии пасты для быстрого высвобождения воды и рециркуляции воды в CT на экстракционную установку для извлечения битума из нефтеносных песков.At the stage of thickening the flotation tailings, the flotation tailings stream from the extraction unit is fed to the tailings dump to separate solids from liquid. The clarified water is returned from the tailing dump back to the extraction unit. To speed up the processing of tailings, gypsum can be added to stale fine tailings to bond the fine particles together with the coarse sand particles to form a non-flaking mixture. This method is called the consolidated (composite) tailings (CT) process. CTs are subject to geotechnical disposal, which increases their further dewatering and possible reclamation. Optionally, the tailings from the extraction plant are processed in a cyclone, with the overflow (fine tailings) pumped into the thickeners and the bottom cyclone outlet (coarse tailings) into the tailings dump. Small tailings are treated with flocculants, then thickened and pumped into the tailings dump. In addition, paste technology (addition of flocculants / polyelectrolytes) or a combination of CT technology and paste technology can be used to quickly release water and recirculate the water in CT to an extraction plant to extract bitumen from oil sands.
На последней стадии осуществляют повышение качества битума. В процессе повышения качества либо увеличивают содержание водорода, либо снижают содержание углерода для получения сбалансированного, более легкого углеводорода с повышенной ценностью и простотой переработки. В процессе повышения качества также удаляют примеси, такие как тяжелые металлы, соли, кислород, азот и сера. Процесс повышения качества включает одну или более стадий, таких как: перегонка, в процессе которой различные соединения разделяют по физическим свойствам, коксование, гидроконверсия, сольвентная деасфальтизация для улучшения отношения водорода к углероду и гидроочистка, обеспечивающая удаление примесей, таких как сера. At the last stage, the quality of bitumen is improved. The quality improvement process either increases the hydrogen content or decreases the carbon content to produce a balanced, lighter hydrocarbon with increased value and ease of processing. The quality improvement process also removes impurities such as heavy metals, salts, oxygen, nitrogen and sulfur. The quality improvement process includes one or more stages, such as: distillation, during which various compounds are separated according to physical properties, coking, hydroconversion, solvent deasphalting to improve the hydrogen to carbon ratio, and hydrotreating, which removes impurities such as sulfur.
В одном варианте реализации данного изобретения усовершенствование процесса извлечения битума из нефтеносных песков заключается в добавлении гликолевого эфира с концевым этиленоксидом на стадии получения суспензии. Измельченный материал добавляют при перемешивании в бак для суспензии и объединяют с гликолевым эфиром с концевым этиленоксидом. Гликолевый эфир с концевым этиленоксидом можно добавлять к суспензии нефтеносных песков в неразбавленном виде или в виде водного раствора с концентрацией от 100 ppm до 10 процентов по массе гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, в пересчете на общую массу раствора гликолевого эфира с концевым этиленоксидом. Предпочтительно, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом присутствует в водной суспензии нефтеносных песков в количестве от 0,01 до 10 процентов по массе относительно массы нефтеносных песков.In one embodiment of the present invention, an improvement in the recovery of bitumen from oil sands is the addition of an ethylene oxide-terminated glycol ether in the slurry stage. The ground material is added with stirring to the slurry tank and combined with the glycol ether with terminal ethylene oxide. The ethylene oxide terminated glycol ether can be added to the oil sands slurry neat or as an aqueous solution at a concentration of 100 ppm to 10 percent by weight of the ethylene oxide terminated glycol ether based on the total weight of the ethylene oxide terminated glycol ether solution. Preferably, the ethylene oxide-terminated glycol ether is present in the aqueous oil sands slurry in an amount of 0.01 to 10 percent by weight based on the weight of the oil sands.
Предпочтительные гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом по данному изобретению представлены следующей формулой:Preferred ethylene oxide terminated glycol ethers of this invention are represented by the following formula:
RO-(CH2CH(CH3)O)m(C2H4O)nH,RO- (CH 2 CH (CH 3 ) O) m (C 2 H 4 O) n H,
где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, содержащую более 5 атомов углерода, предпочтительно н-бутил, н-пентил, 2-метил-1-пентил, н-гексил, н-гептил, н-октил, 2-этилгексил, 2-пропилгептил, фенил или циклогексил,where R is a linear, branched, cyclic alkyl, phenyl or alkylphenyl group containing more than 5 carbon atoms, preferably n-butyl, n-pentyl, 2-methyl-1-pentyl, n-hexyl, n-heptyl, n-octyl , 2-ethylhexyl, 2-propylheptyl, phenyl or cyclohexyl,
иand
m и n независимо равны от 1 до 3.m and n are independently 1 to 3.
В следующем описании гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом по данному изобретению означают, что этиленоксидный кэп содержит от 1 до 3 этиленоксидных звеньев. Предпочтительные гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом представляют собой н-бутиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-бутиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленкосидом, н-бутиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-пентиловыые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-пентиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-пентиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-метил-1-пентиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-метил-1-пентиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-метил-1-пентиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гептиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гептиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гептиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-октиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-октиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-октиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-этилгексиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-этилгексиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-этилгексиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-пропилгептиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-пропилгептиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-пропилгептиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, фениловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, фениловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, фениловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, циклогексиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, циклогексиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, циклогексиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом или их смеси.In the following description, ethylene oxide terminated glycol ethers of the present invention mean that the ethylene oxide cap contains 1 to 3 ethylene oxide units. Preferred ethylene oxide terminated glycol ethers are ethylene oxide terminated propylene glycol n-butyl ethers, ethylene oxide terminated propylene glycol n-butyl ethers, ethylene oxide terminated tripropylene glycol n-butyl ethers, ethylene oxide terminated propylene glycol n-butyl ethers, with terminal ethylene oxide, n-pentyl ethers of tripropylene glycol with terminal ethylene oxide, 2-methyl-1-pentyl ethers of propylene glycol with terminal ethylene oxide, 2-methyl-1-pentyl ethers of dipropylene glycol with terminal ethylene oxide, 2-methyl-1-pentyl ethers of propylene glycol with terminal ethylene oxide, 2-methyl-1-pentyl ethers of dipropylene glycol with terminal ethylene oxide , n-hexyl ethers of propylene glycol with terminal ethylene oxide, n-hexyl ethers of dipropylene glycol with terminal ethylene oxide, n-hexyl ethers of tripropylene glycol with terminal ethylene oxide, n-heptyl ethers of propylene glycol with terminal n-heptylene ethylene oxide diethylenes tripr propylene glycol with terminal ethylene oxide, n-octyl ethers of propylene glycol with terminal ethylene oxide, n-octyl ethers of dipropylene glycol with terminal ethylene oxide, n-octyl ethers of tripropylene glycol with terminal ethylene oxide, 2-ethycolyloxyhexyl ethylene oxide 2-ethylhexyl ether, tripropylene glycol-terminated ethylene oxide, 2-propilgeptilovye esters of propylene glycol with terminal ethylene oxide, 2-propilgeptilovye ethers, dipropylene glycol-terminated ethylene oxide, 2-propilgeptilovye ethers of tripropylene glycol with terminal ethylene oxide, phenyl esters of propylene glycol with terminal ethylene oxide, phenyl ethers, dipropylene glycol-terminated ethylene oxide, ethylene oxide terminated propylene glycol phenyl ethers, ethylene oxide terminated propylene glycol cyclohexyl ethers, ethylene oxide terminated dipropylene glycol cyclohexyl ethers, ethylene oxide terminated tripropylene glycol cyclohexyl ethers seed or mixtures thereof.
Раствор гликолевого эфира с концевым этиленоксидом/суспензию нефтеносного песка обычно перемешивают в течение от 5 минут до 4 часов, предпочтительно в течение одного часа или менее. Предпочтительно, суспензию раствора гликолевого эфира с концевым этиленоксидом и нефтеносных песков нагревают до температуры, которая равна или превышает 35°C, более предпочтительно равна или превышает 40°С, более предпочтительно равна или превышает 55°С, более предпочтительно равна или превышает 60°C. Предпочтительно, суспензию раствора гликолевого эфира с концевым этиленоксидом и нефтеносного песка нагревают до температуры, равной или менее 100°С, более предпочтительно равной или менее 80°C, и более предпочтительно равной или менее 75°C.The ethylene oxide terminated glycol ether solution / oil sand slurry is typically stirred for 5 minutes to 4 hours, preferably one hour or less. Preferably, the slurry of the ethylene oxide-terminated glycol ether solution and oil sands is heated to a temperature equal to or greater than 35 ° C, more preferably equal to or greater than 40 ° C, more preferably equal to or greater than 55 ° C, more preferably equal to or greater than 60 ° C. ... Preferably, the slurry of the ethylene oxide-terminated glycol ether solution and oil sand is heated to a temperature equal to or less than 100 ° C, more preferably equal to or less than 80 ° C, and more preferably equal to or less than 75 ° C.
Как указано выше, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом можно подавать в разделительный бак, обычно содержащий разбавленный раствор детергента, где происходит разделение битума и тяжелой нефти от водной части. Твердые вещества и водную часть можно дополнительно обрабатывать для удаления дополнительного количества свободного органического вещества. As noted above, the ethylene oxide-terminated glycol ether can be fed to a separation tank, usually containing a dilute detergent solution, where the bitumen and heavy oil are separated from the aqueous portion. The solids and aqueous portion can be further processed to remove additional free organic matter.
В другом варианте реализации данного изобретения битум извлекают из нефтеносных песков в процессе эксплуатации скважины, при этом гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, описанный выше, можно добавлять к нефтеносным пескам посредством обработки in situ пластов нефтеносного песка, залегающих слишком глубоко для вскрышной добычи. Двумя наиболее распространенными способами добычи in situ являются циклическая паровая стимуляция (CSS) и гравитационный дренаж с применением пара (SAGD). CSS можно использовать для вертикальных и горизонтальных скважин, в которые поочередно закачивают пар и выкачивают нагретый битум на поверхность, образуя цикл закачивания, нагревания, течения и добычи. В SAGD используют пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в зоне залегания битума. Верхнюю скважину используют для подачи пара, создавая постоянную нагретую камеру, в которой нагретый битум течет под действием силы тяжести в нижнюю скважину, из которой добывают битум. Тем не менее, разрабатываются новые технологии, такие как добыча с улавливанием пара (VAPEX) и холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS). In another embodiment of the present invention, bitumen is recovered from oil sands during well production, where the ethylene oxide-terminated glycol ether described above can be added to the oil sands by in situ treatment of oil sands that are too deep for overburden production. The two most common in situ mining methods are Cyclic Steam Stimulation (CSS) and Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). CSS can be used for vertical and horizontal wells that alternately pump steam and pump heated bitumen to the surface, creating a cycle of pumping, heating, flowing and producing. SAGD uses pairs of horizontal wells, located one above the other in the bitumen zone. The upper well is used to supply steam, creating a permanent heated chamber in which the heated bitumen flows by gravity into the lower well from which the bitumen is extracted. However, new technologies are being developed such as trapped steam recovery (VAPEX) and cold sand heavy oil recovery (CHOPS).
Основные стадии обработки in situ для добычи битума из нефтеносных песков включают: закачивание пара в скважину, извлечение битума из скважины и разбавление извлеченного битума, например, с помощью конденсата, для отгрузки по трубопроводам. The main in situ treatment steps for oil sands bitumen recovery include: injecting steam into the well, extracting bitumen from the well, and diluting the recovered bitumen, for example with condensate, for shipment through pipelines.
В соответствии с указанным способом, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом используют в качестве добавки для пара, используемого в процессе добычи битума из подземного месторождения нефтеносного песка. Режим закачивания пара может включать один или более из вытеснения паром, парообработки или циклического закачивания пара по программе для одной или нескольких скважин. Помимо одного или более способов закачивания пара, перечисленных выше, можно использовать заводнение месторождения. In accordance with this method, ethylene oxide-terminated glycol ether is used as an additive for steam used in the process of extracting bitumen from a subterranean oil sand deposit. The steam injection mode may include one or more of steam flooding, steam treatment, or cyclic steam injection for one or more wells. In addition to one or more of the steam injection methods listed above, field flooding can be used.
Как правило, пар закачивают в месторождение нефтеносных песков через нагнетательную скважину, и при этом пластовые флюиды, содержащие флюиды залежи и закачанные флюиды, добывают через соседнюю эксплуатационную скважину или посредством обратного притока в нагнетательную скважину.Typically, steam is injected into an oil sands formation through an injection well, and formation fluids containing reservoir fluids and injected fluids are produced through an adjacent production well or back into the injection well.
В большинстве месторождений нефтеносных песков для мобилизации битума необходима температура пара, составляющая по меньшей мере 180°С, что соответствует давлению 150 фунт/кв. дюйм (1,0 МПа) или более. Предпочтительно, нагнетаемый поток гликолевого эфира с концевым этиленоксидом и паром закачивают в пласт при температуре в диапазоне от 150°С до 300°С, предпочтительно от 180°С до 260°С. Конкретная температура и давление пара, используемые в способе по данному изобретению, зависят от таких специфических характеристик месторождения, как глубина, давление вышележащих пород, толщина продуктивной зоны и вязкость битума, и, следовательно, их необходимо вычислять для каждого месторождения. In most oil sands deposits, a steam temperature of at least 180 ° C is required to mobilize bitumen, which corresponds to a pressure of 150 psi. inch (1.0 MPa) or more. Preferably, the injection stream of ethylene oxide-terminated glycol ether is injected into the formation at temperatures ranging from 150 ° C to 300 ° C, preferably from 180 ° C to 260 ° C. The particular temperature and vapor pressure used in the method of this invention depends on the specific characteristics of the deposit, such as depth, overburden pressure, pay zone thickness and bitumen viscosity, and therefore must be calculated for each deposit.
Предпочтительно закачивать гликолевый эфир с концевым этиленоксидом одновременно с паром для максимизации количества гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, реально перемещающегося вместе с паром. В некоторых случаях может потребоваться закачивание пара, содержащего гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, до или после закачивания чистого пара. В таком случае температуру пара можно повышать до значения выше 260°С во время закачивания чистого пара. Термин «пар» в данном контексте включает перегретый пар, насыщенный пар и пар менее чем 100-процентного качества. It is preferred to pump the ethylene oxide-terminated glycol ether at the same time as the steam to maximize the amount of the ethylene oxide-terminated glycol ether actually moving with the steam. In some cases, it may be necessary to inject steam containing ethylene oxide-terminated glycol ether before or after pure steam injection. In this case, the steam temperature can be increased to a value above 260 ° C while pumping clean steam. The term "steam" in this context includes superheated steam, saturated steam and steam of less than 100% quality.
Для ясности, термин «пар менее чем 100-процентного качества» относится к пару, содержащему жидкую водяную фазу. Качество пара определяют как массовый процент сухого пара, содержащегося в единице объема смеси пара-жидкости. «Насыщенный пар» используют как синоним с «паром 100-процентного качества». «Перегретый пар» представляет собой пар, который нагрет до температуры выше точки равновесия пара-жидкости. При использовании перегретого пара, пар предпочтительно перегрет на 5-50°С выше температуры равновесия пара-жидкости до добавления гликолевого эфира с концевым этиленоксидом.For clarity, the term "steam of less than 100% quality" refers to steam containing a liquid water phase. Steam quality is defined as the mass percentage of dry vapor contained in a unit volume of a vapor-liquid mixture. Saturated steam is used synonymously with 100% steam. "Superheated steam" is steam that is heated to a temperature above the vapor-liquid equilibrium point. When superheated steam is used, the steam is preferably superheated 5-50 ° C above the vapor-liquid equilibrium temperature prior to the addition of the ethylene oxide-terminated glycol ether.
Гликолевый эфир с концевым этиленоксидом можно добавлять к пару в неразбавленном виде или в виде концентрата. При добавлении в виде концентрата его можно добавлять в виде водного раствора с концентрацией 1-99 процентов по массе. Предпочтительно, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, по существу, улетучивается и поступает в пласт в виде аэрозоля или тумана. И в этом случае, рациональным обоснованием является максимизация количества гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, поступающего в пласт вместе с паром.The ethylene oxide terminated glycol ether can be added to the steam neat or as a concentrate. When added as a concentrate, it can be added as an aqueous solution at a concentration of 1-99 percent by weight. Preferably, the ethylene oxide-terminated glycol ether substantially volatilizes and enters the formation as an aerosol or mist. And in this case, the rational justification is to maximize the amount of glycol ether with terminal ethylene oxide entering the formation together with steam.
Предпочтительно, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом закачивают периодически или непрерывно вместе с паром, так, что закачиваемый поток пара и гликолевого эфира с концевым этиленоксидом достигает подземного пласта по общей трубе. Скорость добавления гликолевого эфира с концевым этиленоксидом регулируют так, чтобы поддерживать в паре предпочтительную концентрацию гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, составляющую от 100 ppm до 10 процентов по массе. Скорость закачивания пара для типичного месторождения нефтеносных песков должна быть такой, чтобы обеспечивать достаточное количество пара для проходки через пласт от 1 до 3 футов (от 30 до 90 см) в сутки. Preferably, the ethylene oxide-terminated glycol ether is injected intermittently or continuously with steam such that the injected steam and ethylene oxide-terminated glycol ether stream reaches the subterranean formation via a common pipe. The rate of addition of the ethylene oxide-terminated glycol ether is adjusted to maintain the preferred steam concentration of the ethylene oxide-terminated glycol ether between 100 ppm and 10 percent by weight. The steam injection rate for a typical oil sands reservoir should be such as to provide enough steam to drive through the reservoir 1 to 3 feet (30 to 90 cm) per day.
Эффективная добавка SAGD должна соответствовать многим требованиям, чтобы ее можно было считать действенной. Основным критерием действенной добавки является способность добавки перемещаться вместе с паром и достигать неразработанного in-situ битума в пласте, эффективно взаимодействовать с водой/битумом/породой для повышения добычи битума и не оказывать неблагоприятного влияния на текущие операции. Среди указанных трех критериев, требование в отношении способности добавки испаряться при рабочих температурах SAGD и перемещаться вместе с паром ограничивает выбор и рассматриваемый диапазон химических агентов в технологии SAGD. Например, многие высокомолекулярные поверхностно-активные вещества, даже те, которые известны для повышения нефтеотдачи, нельзя рассматривать в качестве добавок для SAGD вследствие их неспособности перемещаться вместе с паром по причине высокой температуры кипения. Однако, многие гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом, которые имеют более высокую температуру кипения, чем вода, являются исключением из этого правила. Исследования фазового равновесия показали преимущественное распределение веществ указанного класса в паровой фазе (т.е. в паре), по сравнению с жидкой фазой (т.е. в воде). Уникальная способность к повышенному содержанию в паровой фазе обусловлена способностью многих гликолевых эфиров с концевым этиленоксидом образовывать азеотроп с присадкой к воде, особенно при содержании в низкой концентрации, и, поэтому, многие из них, включая те, которые описаны в данном варианте реализации, могут перемещаться вместе с паром. An effective SAGD supplement must meet many requirements to be considered effective. The main criterion for an effective additive is the ability of the additive to move with steam and reach undeveloped in-situ bitumen in the formation, interact effectively with water / bitumen / rock to increase bitumen production and not adversely affect current operations. Among these three criteria, the requirement for the additive's ability to evaporate at SAGD operating temperatures and travel with steam limits the choice and range of chemical agents considered in SAGD technology. For example, many high molecular weight surfactants, even those known to enhance oil recovery, cannot be considered additives for SAGDs due to their inability to move with steam due to their high boiling points. However, many ethylene oxide-terminated glycol ethers, which have a higher boiling point than water, are an exception to this rule. Phase equilibrium studies have shown a predominant distribution of substances of this class in the vapor phase (i.e. in vapor), as compared to the liquid phase (i.e. in water). The unique ability to elevate the vapor phase is due to the ability of many ethylene oxide-terminated glycol ethers to form a water-doped azeotrope, especially at low levels, and therefore many, including those described in this embodiment, can migrate. together with the steam.
ПримерыExamples of
Сравнительный Пример A содержит только воду. Примеры 1-4 и Сравнительный Пример B описываются следующей структурой:Comparative Example A contains only water. Examples 1-4 and Comparative Example B are described by the following structure:
RO-(CH2CH(CH3)O)m(C2H4O)nH.RO- (CH 2 CH (CH 3 ) O) m (C 2 H 4 O) n H.
Для Сравнительных Примеров A и B, а также для Примеров 1-4 определяли процентное извлечение нефти и межфазное натяжение (IFT) между маслом и водой при двух различных температурах, и результаты представлены в таблице 1.For Comparative Examples A and B, as well as Examples 1-4, the percentage oil recovery and interfacial tension (IFT) between oil and water were determined at two different temperatures, and the results are shown in Table 1.
Межфазное натяжениеInterfacial tension
IFT измеряли с помощью динамического капельного тензиометра Tracker, оснащенного ячейкой для измерений при высокой температуре и давлении (максимально до 200°С и 200 бар). Масло, использованное для проверки новых композиций, состояло из 50:50 смеси по массе додекана и толуола. Образец масла, подлежащий измерению, закачивали в шприц. Затем в шприц устанавливали J-образную крючковую иглу. Затем шприц устанавливали в держатель внутри напорной ячейки. Кювету наполняли деионизированной водой, и в держатель внутри напорной ячейки также помещали требуемое количество добавки (обычно 2000 ppm). Кювету размещали так, что кончик иглы из шприца был погружен в жидкость, содержащуюся в кювете. Завершали сборку напорной ячейки, а затем помещали в прибор Tracker. Ячейку нагревали до требуемой температуры измерения (в диапазоне 110-170°С). По достижении заданной температуры через иглу шприца выдавливали масло с получением стабильной капли на кончике иглы. Получали капли объемом около 10 мкл. Все измерения проводили в течение 400 секунд после образования капли для обеспечения возможности достижения равновесия. Записывали значение IFT и повторяли измерение 2-3 раза. Данные записывали как среднее значение для всех измерений. Затем данную композицию измеряли при дополнительно заданных температурах. Экспериментальная ошибка измерения IFT составляла менее 1,0 дин/см. The IFT was measured with a Tracker dynamic drop tensiometer equipped with a high temperature and pressure measurement cell (up to a maximum of 200 ° C and 200 bar). The oil used to test the new formulations consisted of a 50:50 mixture by weight of dodecane and toluene. The oil sample to be measured was pumped into a syringe. A J-shaped hook needle was then inserted into the syringe. The syringe was then placed in a holder inside the pressure cell. The cuvette was filled with deionized water and the required amount of additive (usually 2000 ppm) was also placed in the holder inside the pressure cell. The cuvette was positioned so that the tip of the syringe needle was immersed in the liquid contained in the cuvette. The assembly of the pressure cell was completed and then placed in the Tracker device. The cell was heated to the required measurement temperature (in the range 110-170 ° C). Upon reaching a predetermined temperature, oil was squeezed out through the syringe needle to obtain a stable drop at the needle tip. Drops with a volume of about 10 μl were obtained. All measurements were taken within 400 seconds after droplet formation to allow equilibrium to be reached. The IFT value was recorded and the measurement was repeated 2-3 times. Data were recorded as the average of all measurements. Then this composition was measured at additional specified temperatures. The experimental IFT measurement error was less than 1.0 dyne / cm.
Паровая пропиткаSteam impregnation
Эксперименты по паровой пропитки проводили следующим образом. В реактор Парра объемом 500 мл загружали около 150 мл воды или 2,5% мас. смеси присадка/вода. Синтетический песочный керн с маслом, полученный механическим прессованием 50 г добытого нефтеносного песка, помещали в решетчатую корзину и подвешивали к крышке реактора Парра так, чтобы керн не касался жидкой фазы в нижней части. Реактор герметизировали и затем нагревали до 188°С в течение 4 часов. После охлаждения реактора в течение ночи, полученное масло и отработанный песок анализировали для определения степени извлечения масла. Экспериментальная ошибка данных паровой пропитки составляла менее 5% мас. Steam impregnation experiments were carried out as follows. A 500 ml Parr reactor was charged with about 150 ml of water or 2.5% wt. additive / water mixtures. A synthetic sand core with oil, obtained by mechanical pressing of 50 g of produced oil sand, was placed in a lattice basket and suspended from the Parr reactor lid so that the core did not touch the liquid phase at the bottom. The reactor was sealed and then heated to 188 ° C for 4 hours. After cooling the reactor overnight, the resulting oil and waste sand were analyzed to determine the degree of oil recovery. The experimental error of the steam impregnation data was less than 5 wt%.
Таблица 1Table 1
ПримерComparative Example
Example
при 110°CIFT, dyn / cm
at 110 ° C
при 170°CIFT, dyn / cm
at 170 ° C
Равновесное разделениеEquilibrium separation
В Примере 5 измеряли равновесное разделение пропоксиэтоксилата гексанола (где R представляет собой гексил, m равен 1, и n равен 1) в равновесной системе пар-жидкость-жидкость при высокой температуре. 350 г воды и 350 г трет-бутилбензола, содержащего 8000 ppm пропоксиэтоксилата гексанола, загружали в смесительный реактор Lab Max объемом 1,8 л. Брали небольшие алкивоты паровой фазы, органической (ТББ) фазы и водной фазы при 150°С, 175°С и 200°С. Измеряли концентрации пропоксиэтоксилата гексанола с помощью газовой хроматографии с применением пламенно-ионизационного детектора (ПИД). Концентрация пропоксиэтоксилата гексанола в каждой фазе указана в таблице 2. Значение KV/A составляет больше 1 при 175°С и 200°С, указывая на существование азеотропной смеси с максимальной температурой кипения. Example 5 measured the equilibrium separation of hexanol propoxyethoxylate (where R is hexyl, m is 1, and n is 1) in a vapor-liquid-liquid equilibrium at high temperature. 350 g of water and 350 g of tert-butylbenzene containing 8000 ppm of hexanol propoxyethoxylate were charged to a 1.8 L Lab Max mixing reactor. Small aliquots of the vapor phase, organic (TBB) phase and aqueous phase were taken at 150 ° C, 175 ° C and 200 ° C. The concentrations of hexanol propoxyethoxylate were measured by gas chromatography using a flame ionization detector (FID). The concentration of hexanol propoxyethoxylate in each phase is shown in Table 2. The K V / A value is greater than 1 at 175 ° C and 200 ° C, indicating the existence of an azeotropic mixture with a maximum boiling point.
Таблица 2table 2
в каждой фазе, ppmAdditive concentration
in each phase, ppm
Гравитационное дренированиеGravity drainage
Влияние присадки на извлечение битума изучали с использованием прибора для гравитационного дренирования и сравнивали с исходным значением (т.е. без присадки). Устройство для гравитационного дренирования состоит из цилиндрической паровой камеры с керном из синтетического песка, насыщенного битумом, подвешенным вдоль центральной оси к потолку паровой камеры. Синтетический керн (размеры 1,5 дюйма х 6 дюймов; диаметр х высота) устанавливали внутри решетчатой корзины, так что пар или пар вместе с присадкой мог свободно диффундировать и взаимодействовать с керном со всех сторон. Затем вдоль кольцевого пространства внутри паровой камеры пропускали пар при высокой температуре и давлении (сопоставимыми с условиями в паровой камере SAGD). Пар или пар вместе с присадкой диффундирует и взаимодействует с керном, и обусловливает стекание битума и конденсированного пара под действием силы тяжести в нижнюю часть камеры, где он накапливается в зависимости от времени. Давление в камере контролировали и поддерживали постоянным, используя регулятор обратного давления. В данных экспериментах получена информация о степени извлечения нефти (т.е. о проценте выделенной нефти относительно первоначального содержания нефти в пласте (OOIP) в зависимости от времени) и об общем количестве выделенной нефти (т.е. дренированной со временем нефти вместе с нефтью, выделенной на стенках и трубках камеры) в конце эксперимента. Эксперименты проводили в течение 5,5 часа, используя одинаковые условия температуры и давления. The effect of the additive on bitumen recovery was studied using a gravity drainage instrument and compared to the baseline value (i.e., no additive). The device for gravity drainage consists of a cylindrical steam chamber with a core of synthetic sand saturated with bitumen, suspended along the central axis from the ceiling of the steam chamber. A synthetic core (dimensions 1.5 "x 6"; diameter x height) was installed inside a lattice basket so that steam or steam along with the additive could freely diffuse and interact with the core from all directions. Steam was then passed along the annular space inside the steam chamber at high temperature and pressure (comparable to the conditions in a SAGD steam chamber). Steam or steam, together with the additive, diffuses and interacts with the core, and causes the bitumen and condensed steam to drain under the action of gravity into the lower part of the chamber, where it accumulates depending on time. The pressure in the chamber was controlled and kept constant using a back pressure regulator. In these experiments, information was obtained on the degree of oil recovery (i.e. on the percentage of oil recovered relative to the initial oil content in the reservoir (OOIP) versus time) and on the total amount of recovered oil (i.e. oil drained over time together with oil highlighted on the walls and tubes of the chamber) at the end of the experiment. Experiments were carried out for 5.5 hours using the same temperature and pressure conditions.
В Сравнительном Примере B не использовали присадку, т.е. использовали только пар, а в Примере 6 использовали пар и пропоксиэтоксилат гексанола. Зависимость полученных результатов от времени представлена на фиг. 1. Общая степень извлечения нефти в Примере 6 составляла 46% мас., а в Сравнительном Примере B - 33% мас.In Comparative Example B, no additive was used, i. E. only steam was used, and Example 6 used steam and hexanol propoxyethoxylate. The time dependence of the results obtained is shown in Fig. 1. The total oil recovery in Example 6 was 46 wt% and Comparative Example B was 33 wt%.
Claims (8)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662341755P | 2016-05-26 | 2016-05-26 | |
| US62/341,755 | 2016-05-26 | ||
| PCT/US2017/033322 WO2017205179A1 (en) | 2016-05-26 | 2017-05-18 | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018143890A RU2018143890A (en) | 2020-06-11 |
| RU2018143890A3 RU2018143890A3 (en) | 2020-06-11 |
| RU2746846C2 true RU2746846C2 (en) | 2021-04-21 |
Family
ID=58800955
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018143890A RU2746846C2 (en) | 2016-05-26 | 2017-05-18 | Enhanced steam extraction of bitumen from oil-bearing sands |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10633593B2 (en) |
| CN (1) | CN109153919B (en) |
| CA (1) | CA3025272C (en) |
| RU (1) | RU2746846C2 (en) |
| WO (1) | WO2017205179A1 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
| US20210261852A1 (en) * | 2018-06-29 | 2021-08-26 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands |
| CA3117586A1 (en) | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Championx Usa Inc. | Ether amine additives for steam-injection oil recovery |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2181612C2 (en) * | 1996-02-13 | 2002-04-27 | Гидрокарбон Минералс Текнолоджи Ллк | Method and device for withdrawal of oil from solid oil-containing materials |
| EA003978B1 (en) * | 1998-10-13 | 2003-12-25 | Венанзио Ди Таллио | Separation of tars, oils and inorganic constituents from oil bearing sands or shales |
| US20130081808A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Khalil Zeidani | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour |
| CA2886934A1 (en) * | 2014-03-31 | 2015-09-30 | Cenovus Energy Inc. | Establishing fluid communication for hydrocarbon recovery using surfactant |
| WO2015148296A1 (en) * | 2014-03-27 | 2015-10-01 | Dow Global Technologies Llc | Method to extract bitumen from oil sands |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2864791A (en) * | 1953-03-13 | 1958-12-16 | Petrolite Corp | Certain polyepoxide treated amine-modified thermoplastic phenol-aldehyde resins, and method of making same |
| US2864794A (en) * | 1953-06-10 | 1958-12-16 | Petrolite Corp | Aliphatic polyepoxide treated derivatives of alkylene oxide-amine modified phenolic resins, and method of making same |
| US2771454A (en) * | 1953-07-30 | 1956-11-20 | Petrolite Corp | Process for breaking petroleum emulsions, certain oxyalkylated polyepoxide-treated amine-modified thermoplastic phenol-aldehyde resins and method of making same |
| US20080139418A1 (en) | 2000-09-28 | 2008-06-12 | United Energy Corporation | Method for extracting heavy oil and bitumen from tar sands |
| US7938183B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
| CA2906967C (en) * | 2013-03-28 | 2021-05-18 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
| WO2015143034A1 (en) * | 2014-03-21 | 2015-09-24 | Dow Global Technologies Llc | Staged steam extraction of in situ bitumen |
| CA3028376A1 (en) * | 2016-06-21 | 2017-12-28 | Dow Global Technologies Llc | Composition for steam extraction of bitumen |
-
2017
- 2017-05-18 RU RU2018143890A patent/RU2746846C2/en active
- 2017-05-18 WO PCT/US2017/033322 patent/WO2017205179A1/en active Application Filing
- 2017-05-18 US US16/096,101 patent/US10633593B2/en active Active
- 2017-05-18 CA CA3025272A patent/CA3025272C/en active Active
- 2017-05-18 CN CN201780029659.1A patent/CN109153919B/en active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2181612C2 (en) * | 1996-02-13 | 2002-04-27 | Гидрокарбон Минералс Текнолоджи Ллк | Method and device for withdrawal of oil from solid oil-containing materials |
| EA003978B1 (en) * | 1998-10-13 | 2003-12-25 | Венанзио Ди Таллио | Separation of tars, oils and inorganic constituents from oil bearing sands or shales |
| US20130081808A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Khalil Zeidani | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour |
| WO2015148296A1 (en) * | 2014-03-27 | 2015-10-01 | Dow Global Technologies Llc | Method to extract bitumen from oil sands |
| CA2886934A1 (en) * | 2014-03-31 | 2015-09-30 | Cenovus Energy Inc. | Establishing fluid communication for hydrocarbon recovery using surfactant |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018143890A (en) | 2020-06-11 |
| CA3025272C (en) | 2024-01-16 |
| US10633593B2 (en) | 2020-04-28 |
| WO2017205179A1 (en) | 2017-11-30 |
| CA3025272A1 (en) | 2017-11-30 |
| US20190119577A1 (en) | 2019-04-25 |
| CN109153919A (en) | 2019-01-04 |
| CN109153919B (en) | 2021-07-16 |
| RU2018143890A3 (en) | 2020-06-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2680407C2 (en) | Method of extracting bitumen from oil sands with propylene oxide capped glycol ether | |
| RU2746846C2 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil-bearing sands | |
| US10941347B2 (en) | Composition for steam extraction of bitumen | |
| US9790431B2 (en) | Method to extract bitumen from oil sands | |
| WO2018111342A1 (en) | Amine composition for steam extraction of bitumen | |
| US20210261852A1 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| US11001747B2 (en) | Alkanolamine and glycol ether composition for enhanced extraction of bitumen | |
| WO2018017221A1 (en) | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines | |
| WO2020006422A1 (en) | Additives for enhanced extraction of bitumen |